UMA PUBLICAÇÃO DO RCGILEX Nº 04. MAIO/2020 COVID-19 ......Antes de tudo, há de se lembrar que...

COVID-19, ENERGIA E CRISEAS MUDANÇAS DE PERSPECTIVAS E A CONSTRUÇÃO DE UM NOVO CENÁRIO MUNDIAL

Arte

Cala

zans

Sou

za. I

mag

ens

Free

pik

REVISTA ENERGIA, AMBIENTE E REGULAÇÃOUMA PUBLICAÇÃO DO RCGILEXNº 04. MAIO/2020

Revista Energia, Ambiente e RegulaçãoN. 04 – Maio/2020.http://rcgilex.com.br/revistaear/

EQUIPE EDITORIAL

/ Diretor científico (RCGI)

Julio Meneghini / Diretor do Programa de Política de Energia e Economia (RCGI)

Edmilson Moutinho dos Santos / Coordenação Geral

Hirdan Katarina de Medeiros Costa / Editora

Isabela Morbach Machado e Silva / Conselho Editorial

Edmilson Moutinho dos Santos, Hirdan Katarina de Medeiros Costa, Karina Ninni / Conselho Científico

Edmilson Moutinho dos Santos, Hirdan Katarina de Medeiros Costa, Julio Meneghini, Luís Antônio Bittar Venturi e Suani Teixeira Coelho / Jornalista responsável

Karina Ninni (MTB 025874) / Projeto Gráfico e Diagramação

TEMPLE / Contato

[email protected]

http://rcgilex.com.br/revistaear/

mailto:[email protected]

A REVISTA ENERGIA AMBIENTE E REGULAÇÃO APRESENTA PRODUÇÕES CIENTÍFICAS INTERDISCIPLINARES, ABRANGENDO IMPORTANTES ÁREAS COMO ENERGIA, CIÊNCIAS AMBIENTAIS, DIREITO E REGULAÇÃO. AO DIVULGAR CIENTISTAS E SUAS PRODUÇÕES ACADÊMICAS NACIONAIS E INTERNACIONAIS, A REVISTA APROXIMA INSTITUIÇÕES RELACIONADAS AOS TEMAS, ALÉM DE PROPORCIONAR AO LEITOR TEMAS RECORRENTES A ESSES RAMOS.

OS IMPACTOS NA MOBILIDADE E O PETRÓLEO

A PREÇO NEGATIVO

MPLICAÇÕES DA PANDEMIA DO COVID-19

PARA O E& P E A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E

GÁS NO BRASIL1

PANORAMA DA CAPTURA E ARMAZENAMENTO

GEOLÓGICO DE CARBONO NO BRASIL E NO

MUNDO

OS IMPACTOS DAS CLÁUSULAS CONTRATUAIS

DE SHIP OR PAY NO CENÁRIO DA CRISE DA

COVID - 19

A TRANSMUTAÇÃO DAS OIL COMPANIES EM

COMPANHIAS DE ENERGIA – PERSPECTIVAS NO

CENÁRIO GLOBAL E O CASO BRASILEIRO

CRISE E OPORTUNIDADES PARA A ENERGIA

ELÉTRICA NO BRASIL

041321344352

OS IMPACTOS NA MOBILIDADE E O PETRÓLEO A PREÇO NEGATIVOEdmilson Moutinho dos Santos

Arte

Cala

zans

Sou

za. I

mag

ens

Free

pik

/ OPINIÃO

Cada crise tem seu símbolo e deixa uma marca histórica. Frequentemente essa marca é econômica. Assim, na crise financeira de 2008/2009, a debacle iniciada com a quebra do Lehman Brothers teve como marca econômica simbólica a era dos JUROS NEGATIVOS. Um conceito muito estranho e nada intuitivo da nova economia: “o poupador perde dinheiro se deixar seu recurso no banco. Os bancos perdem dinheiro se deixarem seus recursos no Banco Central”. Surge, então, o estímulo de se promover o crédito muito barato ou mesmo a juros negativos. Não havendo consumidores de crédito, em plena crise financeira, pode-se argumentar pela “naturalidade econômica” dos juros negativos.

A atual crise pandêmica do Coronavírus (COVID-19) talvez tenha criado seu símbolo econômico no dia 20 de abril de 2020. Foi nesse dia que talvez tenha se iniciado a era do PETRÓLEO A PREÇO NEGATIVO. Esse fato também nos parece muito estranho e pouco intuitivo. “Petróleo vendido a preços negativos?”. Contudo, não havendo consumidores de mobilidade, já que o setor de transporte sofre uma verdadeira paralisação com as políticas de distanciamento social impostas ou induzidas em escala planetária, pode-se, mais uma vez, argumentar pela “naturalidade econômica” do petróleo a preço negativo.

Aqui, para iniciarmos nossa reflexão, há de se enfatizar uma informação menos conhecida do público geral, qual seja, a íntima interdependência existente entre os setores de petróleo e dos transportes. Entre 1990 e 2017, a participação dos setores de transporte no consumo total de petróleo (consumo realizado através dos diferentes derivados extraídos do óleo bruto nas refinarias) aumentou de aproximadamente 60% para pouco mais de 70%. Do outro lado da moeda, do total de energia consumida pelos diferentes setores de transporte, quase 96% tem origem no petróleo (apesar das tão propagadas expansões de energias alternativas como biocombustíveis e eletricidade nos diferentes campos da mobilidade).

Feita esta introdução, é necessário esclarecer o que pode ter acontecido em 20 de abril de 2020. O dia do “petróleo comercializado a preço negativo”, que chocou o mundo, tanto os amantes como os desafetos da indústria do petróleo. As manchetes colocaram a questão como: “nunca no passado o petróleo havia sido negociado a preços negativos”. Em seguida, tentaram melhor caracterizar

/ OPINIÃO

REVISTA ENERGIA, AMBIENTE E REGULAÇÃO • 5

e especificar o problema: “mas isso ocorreu no mercado de contratos futuros norte-americano”. Essa melhor caracterização é importante, razão pela qual é também necessário tratar especificamente dos contratos futuros de óleo bruto negociados no New York Mercantile Exchange (NYMEX), que, em 2008, fundiu-se ao Chicago Mercantile Exchange (CME), formando a maior bolsa de commodities do planeta.

Antes de tudo, há de se lembrar que esses mercados de papéis só se consolidaram para petróleo bruto e derivados refinados do petróleo a partir do final dos anos 1980. Antes disso, óleo era considerado “estratégico” demais para ser tratado como simples commodity. Os arranjos institucionais que vigoravam entre as grandes empresas de petróleo também inibiam a comoditização do petróleo. Trata-se, portanto, de uma das últimas commodities a se render às vantagens e desvantagens de se ter títulos (referenciados aos bens físicos) negociados em bolsa.

Os mercados de títulos são de alguma forma influenciados pelas forças econômicas que movimentam os mercados físicos dos ativos subjacentes. Porém tendem a ser muito maiores, com reações mais rápidas, volatilidades mais intensas e envolvendo diversidade maior de agentes comercializadores. Por suas próprias características, os mercados de papéis tendem a exacerbar as tendências verificadas nos mercados físicos.

Nos mercados de títulos surgem as “transações e os preços futuros”. Contratos futuros são contratos financeiros, que obrigam as partes a negociar um ativo em uma data e preço futuros pré-determinados. Ao expirar o prazo de validade do contrato, o comprador deve comprar e o vendedor deve vender o ativo subjacente pelo preço previamente definido, independentemente do preço atual de mercado na data de vencimento. São mercados fortemente regulados pelas autoridades.

/ OPINIÃO


NOS MERCADOS DE TÍTULOS SURGEM AS “TRANSAÇÕES E OS PREÇOS FUTUROS”. CONTRATOS FUTUROS SÃO CONTRATOS FINANCEIROS, QUE OBRIGAM AS PARTES A NEGOCIAR UM ATIVO EM UMA DATA E PREÇO FUTUROS PRÉ-DETERMINADOS

Com o passar dos anos, os mercados de papel adquiriram maior visibilidade e passaram a servir de referência aos contratos físicos de compra e venda de petróleo. Os “preços futuros” tornaram-se instrumentos poderosos para que operadores de mercados físicos possam planejar suas transações e logísticas de curto e médio prazo. Por exemplo, os produtores de petróleo podem vender contratos futuros de petróleo bruto para fixar os preços de sua produção, enquanto as refinarias de petróleo podem comprar contratos futuros para garantir o que terão que pagar pelo petróleo bruto para produzir gasolina, diesel e outros produtos refinados. Nesses casos, as partes quase sempre mantêm seus contratos futuros até o vencimento e cumprem as responsabilidades de entrega/recepção exigidas nos contratos.

Em mercados futuros, contudo, há um número relativamente pequeno de participantes realmente interessados e capacitados em comprar ou vender o bem subjacente. A maioria dos operadores é formada por especuladores (sem qualquer conotação negativa que a palavra possa ter). O grande conjunto de especuladores, com apostas distintas sobre o futuro, fornece a maior vibração e rapidez de resposta dos mercados de papéis em comparação aos mercados físicos.

Os traders especuladores dificilmente querem (e quase sempre não podem) lidar com a operação física de entrega/recepção de milhares de barris de petróleo no vencimento dos contratos. Para eles, a coisa natural a fazer é encerrar

/ OPINIÃO


suas posições futuras antes do vencimento dos contratos. Para tanto, devem encontrar outros especuladores no lado oposto do comércio, com posições de compensação, ou negociar com investidores que queiram (e possam) manter o contrato futuro até o vencimento.

Na dinâmica quase frenética desses mercados, depois que antecipam a venda de um contrato futuro, muitos especuladores simplesmente se viram e abrem uma posição semelhante em um novo contrato futuro em algum momento ainda mais distante no futuro. Especuladores de sucesso ganham com o elevado giro das transações e com a capacidade de realizar compensações positivas em uma série de ganhos e perdas.

Essa dinâmica de mercado não é um problema se os preços dos contratos futuros em meses diferentes são próximos uns dos outros. Mas há situações em que esses preços se distanciam substancialmente. Em particular, há situações em que o preço do contrato futuro de substituição será muito maior que o preço do contrato que acabou de expirar. Nessa situação, o especulador tende a carregar o contrato até o último instante, eventualmente o último dia, antes de sua data de expiração. Eventuais corridas de venda podem, então, ocorrer, potencialmente gerando enormes atritos. Como consequência, pode-se verificar enormes quedas no preço de venda dos contratos futuros, totalmente descolados dos preços à vista do produto subjacente.

Tudo isso dito, passa-se a compreensão do que ocorreu no dia fatídico em que “petróleo foi negociado a preço negativo”. Para isso é importante conhecer um pouco melhor como as negociações a futuro funcionam na NYMEX. São contratos padrões e de vigência mensal. O contrato prevê que um lote de 1.000 barris de petróleo seja entregue, ao longo do mês do contrato, em Cushing (um grande terminal e principal entroncamento de oleodutos em Oklahoma). As aquisições desses contratos muitas vezes são realizadas muitos anos antes.

/ OPINIÃO


No caso em discussão, a situação refere-se ao contrato de maio de 2020. Na NYMEX esse produto era comercializado com o código CLK20. O primeiro registro de comercialização desse produto ocorrera em 2014. O último dia de transação e data de liquidação seria 21 de abril de 2020.

Entre 02 e 17 de abril, o preço futuro do petróleo bruto na NYMEX caiu gradualmente de pouco menos de US$ 28/barril para pouco mais de US$ 18/barril. Mas, então, no dia 20 de abril, registrou-se um colapso do preço futuro de mais de US$ 55/barril (queda superior a 300%), e muitos operadores procuraram se desfazer de seus contratos inclusive a preços negativos, de até - US$37,63/barril (negativos).

A entrega dos barris físicos associados a esses contratos poderia ocorrer entre 01 e 31 de maio de 2020. Com a tendência de preços futuros em queda, os operadores procuraram carregar os seus contratos até o último instante. No dia 17 de abril de 2020, ainda havia 109.593 contratos pendentes do WTI para maio 2020. Isso representava cerca de 110 milhões de barris de petróleo bruto (ou cerca de 9 a 10 dias da produção bruta dos Estados Unidos).

TUDO ISSO DITO, PASSA-SE A COMPREENSÃO DO QUE OCORREU NO DIA FATÍDICO EM QUE “PETRÓLEO FOI NEGOCIADO A PREÇO NEGATIVO”. PARA ISSO É IMPORTANTE CONHECER UM POUCO MELHOR COMO AS NEGOCIAÇÕES A FUTURO FUNCIONAM NA NYMEX. SÃO CONTRATOS PADRÕES E DE VIGÊNCIA MENSAL.

/ OPINIÃO


Como, de acordo com os padrões contratuais, todo esse petróleo bruto deveria ser entregue em Cushing, a disponibilidade de acesso aos dutos e a capacidade de armazenamento no local de recepção tornaram-se variáveis críticas. A capacidade total de estocagem em Cushing é de aproximadamente 76 milhões de barris. No dia 10 de abril de 2020, já havia cerca de 55 milhões de barris estocados no local. Isso deixou pouco mais de 21 milhões de barris de capacidade não utilizada, ou seja, apenas um quinto do volume representado pelos contratos de maio 2020 que ainda estavam em aberto em 17 de abril.

Considerando os cerca de 5 milhões de barris que têm sido armazenados em Cushing, foi fácil estimar que Cushing estaria cheio antes do dia 8 de maio. Claramente, não haveria armazenamento suficiente em Cushing para receber a entrega física dos 110 milhões de barris representados pelos Contratos de maio 2020 ainda pendentes em 17 de abril. O problema se revelava ainda mais grave, porque a maioria (se não todo) o armazenamento ainda restante já estava sob contrato de algum operador. Com tudo isso, a corrida às vendas dos Contratos de maio 2020 se materializou em 20 de abril. Sobraram muito poucos contratos para serem negociados em 21 de abril. A maioria dos traders especuladores necessitava vender seus contratos futuros para maio 2020 antes da data máxima de liquidação (21 de abril) para não ficarem com o compromisso altamente custoso e possivelmente irrealizável de ter de entregar barris físicos em Cushing ao longo do mês de maio 2020.

Essa situação inusitada tem raízes no atual quadro de excesso de oferta de petróleo físico nos mercados globais. O preço do petróleo não se recuperará até que as pessoas voltem ao trabalho. Mesmo assim, a recuperação tenderá a ser lenta, pois o reinício da economia dificilmente será instantâneo. Muitos refinadores desligaram suas unidades ou anteciparam programas de manutenção.

Em tantos setores econômicos, teremos de lidar com problemas institucionais e jurídicos graves, por exemplo, em demandas de falência. Além disso, políticas públicas expansionistas podem ter braços curtos em muitas nações onde as contas públicas já se encontram em estado de desequilíbrio crônico. Uma variável óbvia a ser observada será o consumo de gasolina, diesel, querosene de aviação e bunker

/ OPINIÃO


naval, que são indicadores igualmente óbvios para a evolução de curto prazo do PIB.

Ainda assim, há de se acompanhar se o mundo ainda será tão intenso em suas demandas por mobilidade. Alguns empregadores podem ter descoberto que alguns de seus colaboradores trabalham mais eficazmente, e com menores custos, em casa. Isso significará menos passageiros por unidade de PIB e, como consequência, poderá levar ainda mais tempo para que os consumos de derivados de petróleo retornem aos volumes comercializados pré-coronavirus.

De qualquer forma, uma queda de mais de 300%, em um único dia, no preço futuro do petróleo, não tem paralelo na história da NYMEX, e não encontra qualquer respaldo nos mercados físicos. Essa queda histórica foi exacerbada por uma peculiaridade de como os mercados futuros de petróleo funcionam.

O preço negativo de 20 de abril de 2020 significou que os vendedores tiveram de pagar muito caro para alguém tirar deles o compromisso de entrega de barris físicos em Cushing. Esse preço negativo dizia respeito apenas aos contratos futuros com entregas de barris físicos previstas para maio 2020. Mas a NYMEX

CONSIDERANDO OS CERCA DE 5 MILHÕES DE BARRIS QUE TÊM SIDO ARMAZENADOS EM CUSHING, FOI FÁCIL ESTIMAR QUE CUSHING ESTARIA CHEIO ANTES DO DIA 8 DE MAIO. CLARAMENTE, NÃO HAVERIA ARMAZENAMENTO SUFICIENTE EM CUSHING PARA RECEBER A ENTREGA FÍSICA DOS 110 MILHÕES DE BARRIS REPRESENTADOS PELOS CONTRATOS DE MAIO 2020 AINDA PENDENTES EM 17 DE ABRIL.

/ OPINIÃO


é muito grande e comercializa concomitantemente muitos produtos e muitos contratos futuros de petróleo bruto. Por exemplo, no mesmo dia 20 de abril de 2020, os traders negociavam contratos que terminam em junho, julho e assim por diante. É evidente para o mercado que a falta de capacidade de armazenamento em Cushing persistirá até junho e julho. Por isso, desde 10 de abril de 2020, os contratos de junho caíram cerca de US$ 10/barril; os de julho perderam US$ 6,74/barril. Porém, o contrato de maio voltou para território positivo, US$ 8,23/barril, no último dia de negociação. Os contratos de junho e julho indicam recuperações importantes, respectivamente US$ 11/barril e US$ 20/barril.

Ainda que seja impossível prever se um tal evento de “venda do petróleo a preço negativo” voltará a repetir ao longo dos próximos meses, os especialistas não esperam que os preços permaneçam negativos por dias ou semanas. Assim, qualquer previsão sobre a debacle definitiva da Era do Petróleo nos parece altamente precipitada e arriscada.

/ OPINIÃO


IMPLICAÇÕES DA PANDEMIA DO COVID-19 PARA O E& P E A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL1

Marilda Rosado e Jorge Pedroso

1 Os co-autores gostariam de agradecer a colaboração de Clara Valle, estagiária De BRGC Advogados

Arte

Cala

zans

Sou

za. I

mag

ens

Free

pik

e Pi

xaba

y

/ ARTIGO

A crise global gerada pelo novo Corona Vírus (COVID 19) já está sendo considerada a maior enfrentada por nossa geração. Dentre tantos pensadores que já divulgaram reflexões sobre o assunto, Yuval Noah Harari2 chamou atenção para um aspecto tanto mais verdadeiro quando se trata da indústria do petróleo, gás e energia: as decisões tomadas pelos povos e Governos irão moldar o mundo não somente quanto aos sistemas de saúde, mas à economia, à política e à cultura . O mesmo autor alerta de forma crítica quanto a novas tecnologias até mais arriscadas que podem ser utilizadas, quando a opção de nada fazer pode representar um risco ainda maior.

Alguns internacionalistas também já se posicionaram quanto ao papel das instituições internacionais, suas obrigações e poderes e procedimentos no âmbito do direito internacional, procurando adotar uma perspectiva histórica e comparatista em relação às grandes pandemias anteriores3. O marco de referência são as Regras Internacionais sobre Saúde, editadas pela própria OMS em 2005. Wagner Menezes4 comenta que a sociedade humana enfrenta um dos maiores desafios de sua história com a disseminação global da epidemia, pois o vírus atinge todos os continentes e povos do mundo, colocando em xeque tradicionais concepções sociológicas e políticas, sistemas econômicos, regimes e teorias, expondo a fragilidade das estruturas nacionais e internacionais. O professor assume postura crítica quanto às ações da Organização Mundial da Saúde (OMS) por suas posições titubeantes iniciais, frente ao risco de pandemia.

Na indústria do petróleo o impacto imediato da disseminação do novo CORONA VIRUS se fez sentir pela queda da demanda do óleo cru, resultante da diminuição do tráfego e circulação de pessoas, veículos e aeronaves, bem como o desaceleramento da atividade econômica. A imprensa noticiou fartamente o agravamento ainda maior desse quadro de saúde pública natural, em virtude de uma verdadeira guerra comercial travada por alguns países

2 HARARI, Yuval Noah , The World After the Corona Virus Life And Arts Financial Times, 20 de março de 2020 3 Von Bogdandy , Armin e Villareal, Pedro A. International Law on Pandemic Response: A First Stocktaking in light

of the Corona Virus Crisis in MPIL Research Paper Series No. 2020-07 available at https://ssrn.com/abstract =3561650

4 MENEZES, Wagner. Scientia vincit omnia, disponível em https://politica.estadao.com.br/blogs/fausto-macedo/scientia-vincit-omnia/. Acesso em: 14/05/2020

/ ARTIGO


https://ssrn.com/abstract

https://politica.estadao.com.br/blogs/fausto-macedo/scientia-vincit-omnia/

https://politica.estadao.com.br/blogs/fausto-macedo/scientia-vincit-omnia/

produtores, com destaque para a Rússia e a Arábia Saudita. Os aspectos geopolíticos dos episódios de março de 2020 estão ligados à produção de shale gas nos EUA. A queda na demanda e nos preços gerou uma vertiginosa diminuição nos preços do barril de petróleo da ordem de 60%.

A área de exploração e produção sofreu um impacto imediato em todos os países. Comentaristas sobre a situação norte-americana no final de abril alertavam para as consequências do colapso do consumo de óleo cru naquele país. 5 Em regra, as atividades de exploração são mais impactadas do que as de produção, como consequência natural do maior risco inerente às primeiras.

Mas a queda dos preços ocasionou também uma imediata redução na produção de petróleo e gás em diversos estados americanos, como o Texas, com grande produção onshore,. 2019 havia sido um ano de pico, registrando-se a produção de óleo cru do estado como responsável por 45% da produção norte-americana e 25% da produção de gás comercializada. 6 De acordo com a legislação e o regime ali vigentes a decisão sobre

5 Alex Lawler and Ahmad Ghaddar, Whether OPEC+ formally agrees, deeper oil cuts now look inevitable, Reuters (Apr. 22, 2020), https://www.reuters.com/article/us-global-oil-opec/whether-opec-formally-agrees-deeper-oil-cutsnow-look-inevitable-idUSKCN22429E. apud Thompson Knight Client Alert April 29

6 EIA. U.S. ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION, (2019a). Spot Prices. EIA

NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO O IMPACTO IMEDIATO DA DISSEMINAÇÃO DO NOVO CORONA VIRUS SE FEZ SENTIR PELA QUEDA DA DEMANDA DO ÓLEO CRU, RESULTANTE DA DIMINUIÇÃO DO TRÁFEGO E CIRCULAÇÃO DE PESSOAS, VEÍCULOS E AERONAVES, BEM COMO O DESACELERAMENTO DA ATIVIDADE ECONÔMICA.

/ ARTIGO


https://www.reuters.com/article/us-global-oil-opec/whether-opec-formally-agrees-deeper-oil-cutsnow-look-inevitable-idUSKCN22429E



o fechamento de um poço (shutting down) é do detentor dos direitos de produção sobre uma área (lessee), sem envolvimento estatal, pois o desafio do armazenamento da produção é da alçada do próprio empreendedor.

A comparação da situação dos diferentes países leva em conta aspectos gerais e regionais no enfrentamento da crise, e poderá haver diferentes reações e níveis de resiliência em relação a eventuais perdas. As empresas que atuam em escala global enfrentarão problemas nas cadeias de suprimentos e fornecedores e prestadores de serviços.

Um segmento pode ilustrar a magnitude e complexidade dos problemas: os contratos marítimos, responsáveis por 90% do comércio internacional7 . A Câmara Internacional de Armadores (ICS) informa que mais de cinquenta mil embarcações trafegam pelos mares envolvendo tripulações que chegam a mais de hum milhão de pessoas. Um caso recente noticiado no Brasil dá uma dimensão dos desafios para as operações de E&P no offshore durante a crise sanitária. Trata-se do episódio envolvendo a JV Sapura Navegação Marítima, que confirmou sete casos de COVID-19 em um de seus navios no dia primeiro de maio.8

Uma avaliação global de todas as implicações jurídicas da pandemia para a indústria do petróleo no tocante ao E&P transcenderia o escopo destas breves notas. No entanto, seria oportuno comentar estudos recentes que já avaliam o impacto da situação para as obrigações contratuais no Brasil. Como o setor atua com cadeias contratuais é importante a visão de civilistas sobre o tema.

7 FERNANDEZ-CONCHESO, Aurelio Aproximación al Efecto del COVID -19 em los Contratos Marítimos https://284882bc-e3d8-467b-81a7- 15f0c9450605.filesusr.com/ugd/7a5940_cad2022efa5e4740a964748fc307e499.pdf

8 Fonte TN Petróleo, No dia 24 de abril de 2020 um dos profissionais embarcados apresentou os primeiros sintomas, ainda leves. Seguindo o protocolo de saúde da Sapura, o empregado foi isolado e monitorado pela equipe interna até que houvesse a possibilidade de desembarque, dois dias após o primeiro sintoma. Além dele, todos os profissionais com quem manteve contato direto fizeram um teste rápido para COVID-19 (de anticorpos IgM e IgG) ainda a bordo e tiveram resultado negativo. Os protocolos emergenciais da empresa e testes preventivos se provaram fundamentais para identificar e tratar dos casos com rapidez. Imediatamente após a descoberta da infecção, a embarcação Sapura Jade teve suas operações interrompidas e os profissionais que estavam embarcados foram mobilizados para uma quarentena interna enquanto aguardavam a chegada de agentes da Anvisa.

/ ARTIGO


A doutrina teve uma reação positiva9 às medidas em curso tais como o projeto de lei no PL n° 1.179/20 , que visa a instituir o Regime Jurídico Emergencial e Transitório das relações jurídicas de Direito Privado (RJET) no período previsto como da pandemia do COVID-19 As normas são de “caráter transitório e emergencial” para regularem as relações jurídicas de Direito Privado (art. 1°, caput), tendo como termo inicial o dia 20.03.2020 – data da publicação do Decreto Legislativo n° 6 (art. 1°, parágrafo único) até o dia 30.10.2020. 10

A esse respeito, Guilherme Calmon Nogueira da Gama e Thiago Ferreira Cardoso Neves lembram que o art. 2°, do PL n° 1.179/20, prevê a suspensão de vigência das normas do Código Civil (CC), do Código de Defesa do Consumidor (CDC), da Lei Antitruste (LA), do Código de Processo Civil (CPC), do Código Brasileiro de Trânsito (CBT) e da Lei Geral de Proteção de Dados (LGPD), ou seja: não haverá revogação ou alteração das normas jurídicas em vigor, mas sim mera suspensão de sua eficácia durante o período excepcional de vigência da lei temporária.

Carlos Edison do Rêgo Monteiro Filho11 comenta os efeitos da pandemia sobre os contratos, especialmente quanto à possibilidade de declaração de força maior e outras consequências jurídicas. Sua análise quanto às gradações de situações, e composição dos interesses atingidos, que podem deflagar, conforme o caso, hipóteses de resolução, resilição, revisão, redução, suspensão, sub-rogação, negociação, mediação e outras.

9 NOGUEIRA DA GAMA, Guilherme Calmon e NEVES , Thiago Ferreira Cardoso COVID-19, pessoas jurídicas de direito privado, prescrição e decadência sob o Regime Jurídico Emergencial e Transitório: notas sobre o PL 1.179/2000 do Senado Federal. Disponível em https://www.conjur.com.br/2020-abr-16/opiniao-notas-pl-11792000-senado-parte. Acesso em: 16/04/2020.

10 Sobre o tema, o art. 2°, caput, da Lei de Introdução às Normas do Direito brasileiro (LINDB), ressalva que, em não sendo editada para ter vigência temporária, a lei terá vigor até que outra lei posterior venha a modificá-la ou revogá-la.

11 MONTEIRO FILHO, Carlos Edison do Rêgo; CORREIA, Atala; ROSENVALD, Nelson; ROQUE KHOURI, Paulo; e WESENDONCK, Tula.Força maior e descumprimento de contratos na pandemia. Disponível em: https://www.migalhas.com.br/coluna/migalhas-de-responsabilidade-civil/325782/forca-maior-e-descumprimento-de-contratos-na-pandemia Acesso em: 30/04/2020.

/ ARTIGO


https://www.conjur.com.br/2020-abr-16/opiniao-notas-pl-11792000-senado-parte

https://www.conjur.com.br/2020-abr-16/opiniao-notas-pl-11792000-senado-parte

https://www.migalhas.com.br/coluna/migalhas-de-responsabilidade-civil/325782/forca-maior-e-descumprimento-de-contratos-na-pandemia



Como são inegáveis as dimensões superlativas do problema, os requisitos necessariedade e inevitabilidade muito provavelmente ter-se-ão por cumpridos, segundo o autor. No entanto, somente avaliando o caso concreto poder-se-á construir resposta adequada às circunstâncias, devido à pluralidade de fatores vinculados ao deslinde do caso.12

Negociações de farm in / farm out em curso ou pendentes de aprovação por parte da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) certamente enfrentarão questionamentos acerca dessas questões. Um indicativo desse fato foi a postergação para 31/12/2020, por meio da Resolução de Diretoria ANP nº 223/2020, de 30 de abril de 2020, do prazo para a Petrobras concluir negociações e submeter à Agência os termos de cessão de direitos dos contratos de campos em terra e em águas rasas, parte do seu processo de desinvestimentos.13 Além de evidenciar a sensibilidade do órgão regulador para a gravidade da situação vivenciada pela indústria, a medida também atende ao inciso X do Art. 3° da Resolução CNPE n° 17/2017, que estabelece que aANP deverá

12 A análise é feita em de acordo com os seguintes blocos: (i) suporte fático, (ii) regramento contratual e, em particular, (iii) disciplina legislativa emergencial.

13 TN Petróleo , 4/05/2020 A decisão se refere aos os campos dos polos Fazenda Belém, Sergipe Terra 2, Sergipe Terra 3, Miranga, Cricaré, Remanso, Rio Ventura, Recôncavo, Ceará Mar, Sergipe Terra 1, Rio Grande do Norte Mar, Merluza, Carapanaúba/Cupiúba, Garoupa e Peroá/Cangoá. Ver também página da ANP : http://www.anp.gov.br

AS EMPRESAS QUE ATUAM EM ESCALA GLOBAL ENFRENTARÃO PROBLEMAS NAS CADEIAS DE SUPRIMENTOS E FORNECEDORES E PRESTADORES DE SERVIÇOS.

/ ARTIGO


http://www.anp.gov.br

observar a diretriz de estimular a cessão parcial ou total de contratos, em vez de sua devolução, pelos detentores de direitos e obrigações que não estejam implementando os investimentos necessários ao pleno aproveitamento dos recursos descobertos.

A ANP foi igualmente sensível à demanda de uma política emergencial para o setor de E&P. As principais medidas estão comentadas a seguir.

No dia 20 de abril de 2020, a ANP publicou as Resoluções ANP nos 815/2020 e 816/2020, as quais determinam novos procedimentos a serem seguidos por agentes que atuam na exploração e produção de petróleo e gás natural ao longo do período de emergência de saúde pública declarada em função da pandemia do COVID-19, resumidas a seguir:

- RESOLUÇÃO Nº 815/2020:

Com aplicação mais voltada para os contratos de concessão ainda sob a fase exploratória, a Resolução nº 815/2020 faculta aos contratantes a prorrogação, pelo período de nove meses, dos Períodos Exploratórios e dos Programas de Avaliação de Descoberta cujos prazos de vencimento estão próximos. Trata-se de relevante medida emergencial no atual cenário para minimizar os impactos no setor de exploração de petróleo e gás natural.

- RESOLUÇÃO Nº 816/2020:

A Resolução nº 816/2020, por sua vez, vigorará até 31 de dezembro de 2020 e, dentre outras medidas, flexibiliza obrigações contratuais na Fase de Exploração e na Fase de Produção, assim como nos investimentos em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) e Conteúdo Local.

No que diz respeito à segurança operacional e ao meio ambiente, fica autorizada a extensão do prazo no ciclo de auditorias de cada instalação, como sondas e plataformas, bem como nas auditorias referentes ao Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços (SGIP), Sistema de Gerenciamento de Segurança

/ ARTIGO


Operacional de Sistemas Submarinos (SGSS), Regulamento Técnico de Dutos Terrestres (RTDT) e SGI (Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural).

Fica prorrogado ainda, para 30 dias após o encerramento da vigência da resolução, o prazo para entrega da análise composicional do gás natural, para fins de valoração do seu preço de referência (PRGN) (para o cálculo das participações governamentais).

As medidas também contemplam a prorrogação da data máxima de realização de investimentos em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) que visem cumprir as obrigações geradas por parte das empresas petrolíferas no ano de referência de 2019. Os investimentos em PDI estão previstos em cláusula dos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural.

Não obstante, no caso das atividades de produção de petróleo e gás natural há de ser sempre levada em conta uma importante peculiaridade: a imprescindibilidade desses recursos para manutenção da vida humana. Mesmo havendo uma redução no consumo, a produção e a distribuição de gás natural e de derivados de petróleo seguem sendo, por óbvio, consideradas atividades essenciais pelas legislações de enfrentamento da pandemia, em todas as esferas governamentais, conforme o Decreto nº10.282/2020, no âmbito federal, e o Decreto nº 55.154/2020 do estado do Rio Grande do Sul

De fato, seja para manter em funcionamento toda a estrutura de saúde e de logística necessárias a esse momento de intenso combate à pandemia, seja para funcionar como motor de recuperação da atividade econômica no futuro próximo, a indústria de petróleo e gás ainda se mostra como um ativo vital da sociedade moderna. Por essa razão, os governos de diversas partes do mundo estão adotando medidas para preservá-la, nesse grave episódio da história da humanidade.

/ ARTIGO


PANORAMA DA CAPTURA E ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO DE CARBONO NO BRASIL E NO MUNDO

Paulo Negrais Seabra

PANORAMA OF CARBON CAPTURE AND GEOLOGICAL STORAGE IN BRAZIL AND IN THE WORLD

Arte

Cala

zans

Sou

za. I

mag

ens

Free

pik

/ ARTIGO

RESUMOO Acordo de Paris de 2015 estabeleceu que o aumento global da temperatura deveria ser contido abaixo de 2ºC acima dos níveis pré-industriais, e esforços deveriam prosseguir para limitar o aumento da temperatura em 1,5 ºC. Esta meta, no entanto, dificilmente será alcançada sem a contribuição do uso da tecnologia de captura e armazenamento geológico de carbono (CCS). No CCS, o CO2 é capturado de uma corrente de gás exausto, transportado até o local em que ele será injetado em uma formação geológica subterrânea, onde ficará estocado indefinidamente de modo seguro. Atualmente há 19 grandes instalações de CCS em operação no mundo, fortemente ligados à indústria de óleo e gás e, em particular, à recuperação avançada de petróleo. São diversos os desafios para possibilitar uma maior difusão do CCS, tanto em termos de legislação e regulamentação, como nos âmbitos da tecnologia, financiamento e percepção pública, entre outros.

PALAVRAS-CHAVE

CO2; CAPTURA E ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO DE CARBONO; CO2-EOR

/ ARTIGO


ABSTRACTThe 2015 Paris Agreement established that the global temperature increase must be contained below 2 ºC above pre-industrial levels, and continue efforts must be maintained to limit the temperature increase to 1.5 ºC. However, this goal will be difficult to achieve without the contribution of carbon capture and geological storage (CCS) technology. In the CCS, CO2 is captured from an exhausted gas stream, transported to the site where it will be injected in an underground geological formation, where it will be stored indefinitely in a safe manner. There are currently 19 large CCS facilities in operation in the world, closely linked to the oil and gas industry and, in particular, to enhanced oil recovery. There are several challenges for the deployment of CCS such as legislation and regulation, technology, financing and public perception, among others.

KEYWORDS

CO2; CARBON CAPTURE AND GEOLOGICAL STORAGE; CO2-EOR

/ ARTIGO


1. INTRODUÇÃOA crise climática está na ordem do dia. Contudo, não é uma preocupação mundial recente, já que em 1992 foi estabelecida a Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima (UNFCCC). O seu objetivo é estabilizar a concentração de gases de efeito estufa (GEE) na atmosfera em níveis tais que evitem a interferência irreversível destes no sistema climático do planeta. Na Conferência das Partes UNFCCC de 2015 (COP 21), aprovou-se o Acordo de Paris, onde ficou estabelecido que o aumento global da temperatura deveria ser contido abaixo de 2 ºC acima dos níveis pré-industriais, e manter os esforços para limitar o aumento da temperatura em 1,5 ºC (UNFCCC, 2015). Porém, esta meta dificilmente será alcançada sem o uso da tecnologia de captura e armazenamento geológico de carbono (em inglês, carbon capture and storage - CCS).

No CCS, o dióxido de carbono (CO2), principal GEE, é capturado de uma corrente de gás exausto de uma atividade industrial. Em seguida o CO2 é transportado, via duto, navio ou outro modal de transporte, até o local em que será injetado em uma formação geológica subterrânea, onde ficará estocado indefinidamente de modo seguro (IEA, 2013).

O objetivo deste trabalho é apresentar um panorama sobre o CCS no mundo e no Brasil, mostrando o estágio de implantação de projetos de grande escala, e procurando analisar os principais desafios para a sua maior difusão, em termos de legislação, tecnologia, financiamento e percepção pública, entre outros aspectos.

/ ARTIGO


2. CAPTURA E ESTOCAGEM GEOLÓGICA DE CO2 (CCS)As rotas de captura de CO2 podem ser divididas basicamente em pós-combustão, pré-combustão e oxicombustão. Na pós-combustão, o CO2 é removido e concentrado após a queima de um combustível fóssil. Já na pré-combustão, o combustível é convertido em gás de síntese (H2, CO e CO2) de onde o CO2 é facilmente separado. Por fim, na oxicombustão, o combustível é queimado com oxigênio puro em vez do ar, resultando num gás exausto com basicamente CO2 e um pouco de vapor de água (Olajire, 2010).

Entre as diversas aplicações do CO2, destaca-se em termos de volume, a recuperação avançada de petróleo (em inglês, CO2 enhanced oil recovery - CO2-EOR), onde o CO2 é injetado em campos petrolíferos maduros para aumentar a recuperação do óleo. O CO2-EOR tem sido empregado desde os anos 60 (Lake et al., 2018). Nos últimos anos, o CO2-EOR tem sido considerado uma das opções da chamada captura, utilização e armazenamento geológico de carbono (em inglês, carbon capture, utilization and storage – CCUS). Diversas entidades e especialistas advogam que o CO2-EOR tem um grande potencial para alavancar o CCS, em função de disponibilizar uma infraestrutura que poderá ser usada em projetos de armazenamento dedicado após o término da operação do CO2-EOR.

O emprego da estocagem geológica dedicada de carbono foi inicialmente proposto para “limpar” as emissões de CO2 presentes nos gases exaustos de usinas termelétricas a carvão. Diversos países com grandes reservas de carvão mineral e que usam este combustível fóssil para a geração de energia começaram a planejar projetos de CCS pilotos e, em alguns casos, em escala comercial. Este foi o caso do EUA, Canadá, Austrália e China, entre outros. Contudo, foi a indústria de petróleo e gás que impulsionou o CCS, em muitos casos acoplados ao CO2-EOR (GCCSI, 2019).

No CCS, o reservatório escolhido tem que garantir que o CO2 injetado não se desloque para fora do reservatório durante e após término da sua injeção. Para

/ ARTIGO


tanto, é importante levantar dados pretéritos de subsuperfície e geológicos do reservatório e das formações vizinhas. Entre os principais tipos de reservatórios que podem se candidatar a armazenar o CO2, destacam-se reservatórios maduros de óleo ou gás, aquíferos salinos profundos, depósitos de carvão não minerados e cavernas de sal.

Diversos países desenvolveram estudos para levantar a estimativa da capacidade de estocagem de CO2 em suas bacias terrestres e marítimas. O levantamento realizado pelo Global CCS Institute (2019) mostra a capacidade de armazenamento geológico de CO2 em diversos países e regiões com graus de confiança variáveis. Por exemplo, os EUA teriam uma capacidade de armazenamento de 2.000 a 21.000 Gt, com alta confiabilidade. O único levantamento realizado no Brasil foi o de Ketzer et al. (2016).

3. POLÍTICAS, LEIS E REGULAÇÕES ESPECÍFICAS PARA CCSLeis e regulamentações específicas para CCS continuam a ser elementos críticos para o estabelecimento de política governamental que estimule a implantação de projetos de CCS. Já existem legislações sobre CCS em diversos países no mundo, porém em graus de especificidade e abrangência diferentes. No estudo realizado pelo GCCSI (2018), avaliaram-se 55 países em termos de estágio legal e regulatório específico para CCS. Os EUA, Canadá, Austrália, Dinamarca e Reino Unido são os únicos países que possuem um arcabouço legal que contempla todas as etapas do CCS. Há 27 outros países que possuem legislação específica para CCS que contempla alguma parte das etapas do CCS, que é o caso da França, dos Países Baixos e da Noruega. Por fim, há 23 países, como a China e o Brasil, que têm muito poucas leis que podem ser aplicadas à partes das etapas da cadeia do CCS.

Como exemplo de legislações que estimulam o investimento no CCS, os Estados Unidos modificaram a legislação de crédito fiscal 45Q, em 2018. Esta

/ ARTIGO


lei fornecerá até US $ 50 por tonelada de CO2 armazenada permanentemente e US $ 35 por tonelada de CO2 usada para EOR ou outros usos industriais, desde que as reduções de emissões possam ser claramente demonstradas. O IEA estima que o estímulo aprimorado de 45Q poderia desencadear novos investimentos de capital de US $ 1 bilhão para a CCUS nos próximos seis anos, para um adicional de 10 a 30 Mt CO2 de capacidade de captura (IEA, 2019).

Quando se discute o CCS offshore é necessário mencionar a Convenção de Londres de 1972, da IMO (International Marine Organization), que estabeleceu regras para a disposição no mar de resíduos ou outros materiais de navios, plataformas e outras estruturas feitas pelo homem, assim como estas estruturas em si (IMO, 2020). Em 1996 foi estabelecido o Protocolo de Londres, uma modernização da Convenção, que proibiu o lançamento de todos os resíduos e outros materiais nos oceanos, com exceção dos materiais listados no seu Anexo I. Entre estes materiais se encontra correntes de CO2 oriundas de processos de captura para o armazenamento em estruturas geológicas abaixo do leito dos oceanos. Em 2009 foi introduzido um adendo ao Protocolo de Londres que permite que nos projetos de CCS offshore possa haver movimentação do CO2 entre fronteiras, que ainda não entrou em vigor. Porém, recentemente a IMO permitiu a movimentação do CO2 entre fronteiras de modo provisório e sob algumas condições. Com isto, diversas propostas de projetos que necessitam de parceria de vários países poderão seguir em frente, como é o caso do projeto Northern Lights (2020), que num primeiro momento envolverá só entidades norueguesas, mas que no futuro poderá incorporar fontes de CO2 da Suécia e Reino Unido, entre outros países.

/ ARTIGO


4.INSTALAÇÕES DE CCS EM GRANDE ESCALA NO MUNDO.O primeiro projeto em grande escala de captura de CO2 de uma fonte industrial, visando o CO2-EOR, foi implantado nos EUA, na planta de processamento de gás natural de Terrell (anteriormente chamada de Val Verde), em 1972 (Carbon Capture and Sequestration Technologies Program at MIT, 2020).

A estocagem geológica dedicada teve o seu primeiro projeto implementado no mundo no campo de Sleipner, na Noruega, em 1996. O incentivo para que a Equinor (ex-Statoil), operadora do campo, capturasse o CO2 e injetasse em um aquífero salino offshore foi a taxação de carbono estabelecido em lei de 1991, o chamado imposto de CO2 sobre atividades petrolíferas na plataforma continental (Bruvoll e Dalen, 2009).

Em 2019, foi iniciada a operação da unidade de processamento de gás natural liquefeito (GNL) de Gorgon, na Austrália, 19ª instalação industrial de CCS no mundo e a primeira no país. Atualmente, 14 instalações estão conectadas a projetos de CO2-EOR e 5 são de estocagem geológica dedicada em formações salinas profundas. A tabela 1 mostra as características das instalações industriais atualmente em operação. No cenário atual, o CCS está fortemente ligado à indústria de óleo e gás e, em particular, ao CO2-EOR. Só há 2 instalações ligadas à geração de energia a partir do carvão. Hoje, há 4 instalações de CCS em construção, 10 em fase de projeto e 18 em planejamento inicial (GCCSI, 2019).

5.CCS NO BRASILO emprego do CO2-EOR por parte da Petrobras data do início dos anos 80 em campos da Bacia do Recôncavo. Porém só o projeto piloto de Buracica resultou na manutenção parcial da produção de petróleo do campo por cerca de 20 anos (Rosa e Machado, 2017).

/ ARTIGO


Nome da Instalação

País Estado / Região Capacidade de captura

(Mtpa)

Data de

início

Indústria Tipo de captura

Tipo de Transporte

Ditância (km)

Tipo de Estocagem

Terrell (anteriormente Val Verde)

EUA Texas 0.4-0.5 1972 Processamento de Gás Natural

Separação Duto 316 EOR

Enid Fertilizer EUA Oklahoma 0,7 1982 Produção de Fertilizantes


Shute Creek EUA Wyoming 7,0 1986 Processamento de Gás Natural

Separação Duto Múltiplo, máximo de

460 km

EOR

Sleipner Noruega Mar do Norte 1 1996 Processamento de Gás Natural

Separação Sem transporte

(injeção direta)

Não aplicável Estocagem geológica dedicada - formacao salina profunda offshore

Great Plains & Weyburn-Midale

EUA/Canadá

Saskatchewan 3,0 2000 Gás Natural Sintético


Snøhvit Noruega Mar de Barents 0,7 2008 Processamento de Gás Natural

Separação Duto 153 Estocagem geológica dedicada - formacao salina profunda offshore

Century EUA Texas 8,4 2010 Processamento de Gás Natural

Separação Duto 64 a 240 EOR

Air Products EUA Texas 1,0 2013 Produção de Hidrogênio


Coffeyville EUA Kansas 1,0 2013 Produção de Fertilizantes


Lost Cabin EUA Wyoming 0,9 2013 Processamento de Gás Natural


Pré-sal Bacia de Santos

Brasil Bacia de Santos Approx. 1.0 2013 Processamento de Gás Natural

Separação Sem transporte

(injeção direta)

Não aplicável EOR

Boundary Dam Canadá Saskatchewan 1,0 2014 Gerção de Energia Pós-combustão

Duto 66 EOR

Uthmaniyah Arábia Saudita

Província Oriental

0,8 2015 Processamento de Gás Natural


Quest Canadá Alberta Approx. 1.0 2015 Produção de Hidrogênio

Separação Duto 64 Estocagem geológica dedicada - formacao salina profunda onshore

Abu Dhabi Emirados Árabes Unidos

Abu Dhabi 0,8 2016 Produção de Ferro e Aço


Petra Nova EUA Texas 1,4 2017 Gerção de Energia Pós-combustão

Duto 132 EOR

Illinois Industrial EUA Illinois 1,0 2017 Produção de Etanol

Separação Duto 1,6 Estocagem geológica dedicada - formacao salina profunda onshore

CNPC Jilin Oilfield

China Jilin 0,6 2018 Processamento de Gás Natural


Gorgon Austrália Western Australia 3.4-4.0 2019 Processamento de Gás Natural

Separação Duto 7 Estocagem geológica dedicada - formacao salina profunda onshore

TABELA 1 – INSTALAÇÕES DE CCS EM GRANDE ESCALA NO MUNDO. ADAPTADO DE GCCSI (2019)

/ ARTIGO


A primeira iniciativa de CCS em grande escala veio com o Pré-sal. O CO2 proveniente do reservatório pode atingir 80% em mol em alguns campos da Província do Pré-sal. Em 2006, a ANP autorizou o início da exploração do Pré-sal, mas com a condicionante de não emitir o CO2 para a atmosfera, após sua separação das correntes de petróleo e gás (Andrade et al., 2015). Atualmente, há 9 FPSO (floating production storage and offloading) operando no Pré-sal, com sistemas de separação do CO2 por membranas. Entre o início da produção em 2013 e o final de 2018, foram injetados 9,8 Mt de CO2 (Petrobras, 2019). O petróleo é transportado por navio-tanque para terminais em terra. A exportação do gás natural é limitada em função da pouca disponibilidade de gasodutos e, muitas vezes, este é reinjetado devido à proibição de sua queima em flare.

6.CONSIDERAÇÕES FINAISA implantação da tecnologia de CCS no mundo ainda está muito aquém do que seria necessário para que possa contribuir o atingimento da meta do Acordo de Paris. Poucos países colocaram o CCS em seus compromissos (IEA, 2017). Há barreiras que necessitam ser suplantadas para que novos projetos de CCS sejam estabelecidos. É necessário diminuir o risco político, social e regulatório para o empreendedor, estabelecendo leis e regulamentações específicas para todas as etapas do CCS, incluindo a definição da responsabilidade em longo prazo pelo CO2 armazenado. Também são necessários o aprimoramento de mecanismos de financiamento, o aumento da colaboração entre governos, indústria e academia, sempre com o envolvimento do público em geral. São também ações essenciais, estabelecer redes de infraestrutura para transporte e estocagem de CO2, incentivar o suporte para P&D e projetos de demonstração para novas tecnologias de CCS e fortalecer cooperações como o IEAGHG, GCCSI e CSLF (Carbon Sequestration Leadership Forum).

Atualmente, a maioria dos países que estão investindo no CCS são aqueles que têm restrições de emissão de CO2 ou incentivos para reduzi-la, como são os casos dos EUA e da Noruega. Contudo, o maior incentivo para a implantação do CCS

/ ARTIGO


tem sido via o CO2-EOR, pois, além de armazenar parte do CO2 utilizado, pode fornecer uma infraestrutura que poderá ser utilizada em uma futura instalação de CCS.

Na última década, o governo brasileiro não priorizou a implantação do CCS no país, pois as maiores fontes de emissão de GEE no Brasil provinham da mudança do uso da terra e da agropecuária. Porém, no último inventário de emissões publicado pelo MCTI de 2014, as contribuições dos setores energético e industrial têm aumentado, correspondendo à 44% do total (MCTI, 2016). São estes setores os elegíveis para utilizar o CCS. Mas para tanto, é necessário que a haja um arcabouço legal e regulatório que restrinja as emissões de CO2 no Brasil, ainda inexistente. Atualmente, a única restrição que há no país para emitir CO2 é a feito pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), proibindo ventilar o CO2 associado ao gás natural. Esta foi a força motriz para a implantação do projeto de CCS na no Pré-sal.

/ ARTIGO


REFERÊNCIASANDRADE, A. et al. Offshore Production Units for Pre-Salt Projects. Apresentado no Offshore Technology Conference, 2015, Houston.

BRUVOLL, A.; DALEN, H. M. Pricing of CO2 emissions in Norway Documentation of data and methods used in estimations of average CO2 tax rates in Norwegian sectors in 2006. Statistics Norway, 2009.

CARBON CAPTURE AND SEQUESTRATION TECHNOLOGIES PROGRAM AT MIT. Banco de Dados. Disponível em: <https://sequestration.mit.edu/tools/projects/val_verde.html>. Acesso em: 07 abril 2020.

GCCSI - Global CCS Institute. Global Status of CCS 2018. Relatório. Disponível em: <https://www.globalccsinstitute.com/resources/global-status-report/>. Acesso em: 07 abril 2020.

GCCSI - Global CCS Institute. Global Status of CCS 2019. Relatório. Disponível em: <https://www.globalccsinstitute.com/resources/global-status-report/>. Acesso em: 07 abril 2020.

IEA - International Energy Agency. Technology Roadmap - Carbon capture and storage 2013. Banco de Dados. Disponível em: < https://webstore.iea.org/technology-roadmap-carbon-capture-and-storage-2013>. Acesso em: 07 abril 2020.

IEA - International Energy Agency. Tracking Power. Relatório. Disponível em: <https://www.iea.org/reports/tracking-power-2019/ccus-in-power>. Acesso em: 07 abril 2020.

IMO - International Marine Organization. Apresenta a Convenção de Londres. Disponível em: <http://www.imo.org/en/OurWork/Environment/LCLP/Pages/default.aspx>. Acesso em: 07 abril 2020.

/ ARTIGO


https://sequestration.mit.edu/tools/projects/val_verde.html

https://sequestration.mit.edu/tools/projects/val_verde.html

https://www.globalccsinstitute.com/resources/global-status-report/




https://webstore.iea.org/technology-roadmap-carbon-capture-and-storage-2013

https://webstore.iea.org/technology-roadmap-carbon-capture-and-storage-2013

https://www.iea.org/reports/tracking-power-2019/ccus-in-power

http://www.imo.org/en/OurWork/Environment/LCLP/Pages/default.aspx

http://www.imo.org/en/OurWork/Environment/LCLP/Pages/default.aspx

KETZER, J. M. M. et al. (Org.). Atlas brasileiro de captura e armazenamento geológico de CO2. Porto Alegre: EDIPUCRS, 2016, 95 p.

LAKE L. W.; LOTFOLLAHI, M; BRYANT, S. L. CO2 Enhanced Oil Recovery Experience and its Messages for CO2 Storage. In: Newel, P. (ed.) ; Ilgen, A. G. (ed.). Science of Carbon Storage in Deep Saline Formations - Process Coupling Across Time and Spatial Scales. 1. ed. Amsterdam: Elsevier, 2019. p. 15-32.

MCTIC - Ministério da Ciência, Tecnologia, Inovações e Comunicações. Estimativas de emissões de gases de efeito estufa no Brasil. Relatório. Disponível em: <http://redd.mma.gov.br/pt/noticias-principais/760-lancada-a-3-edicao-das-estimativas-anuais-de-emissoes-do-brasil>. Acesso em: 07 abril 2020.

NORTHERN LIGHTS PROJECT. Apresenta o Projeto. Disponível em: <https://northernlightsccs.com/en/about>. Acesso em: 07 abril 2020.

OLAJIRE, A. CO2 capture and separation technologies for end-of-pipe applications – A review. Energy, v. 35, p. 2610-2628, 2010.

PETROBRAS – Petróleo Brasileiro SA. Sustainability 2018 Report. Relatório. Disponível em: <https://www.investidorpetrobras.com.br/fck_temp/1030_5/file/Sustainability_2018_10_06.pdf>. Acesso em: 07 abril 2020.

ROSA, A.J.; MACHADO, M.V.B. Panorama da Aplicação de Métodos de Recuperação Melhorada no Brasil e no Mundo. GIA-E&P/EREE/ER. Petrobras, 2017.

UNFCCC - United Nations Framework Convention On Climate Change. Paris Agreement. Banco de Dados. Disponível em: <https://unfccc.int/files/meetings/paris_nov_2015/application/pdf/paris_agreement_english_.pdf>. Acesso em: 07 abril 2020.

/ ARTIGO


<http://redd.mma.gov.br/pt/noticias-principais/760-lancada-a-3-edicao-das-estimativas-anuais-de-emissoes-do-brasil>

<http://redd.mma.gov.br/pt/noticias-principais/760-lancada-a-3-edicao-das-estimativas-anuais-de-emissoes-do-brasil>

https://northernlightsccs.com/en/about

https://www.investidorpetrobras.com.br/fck_temp/1030_5/file/Sustainability_2018_10_06.pdf

https://www.investidorpetrobras.com.br/fck_temp/1030_5/file/Sustainability_2018_10_06.pdf

https://unfccc.int/files/meetings/paris_nov_2015/application/pdf/paris_agreement_english_.pdf

https://unfccc.int/files/meetings/paris_nov_2015/application/pdf/paris_agreement_english_.pdf

OS IMPACTOS DAS CLÁUSULAS CONTRATUAIS DE SHIP OR PAY NO CENÁRIO DA CRISE DA COVID - 19

Renata De Paoli Gontijo e Pedro de Mello Martins Teixeira

THE SHIP OR PAY AND TAKE OR PAY CLAUSES IMPACTS IN THE COVID – 19 CRISIS SCENARIOS

Arte

Cala

zans

Sou

za. I

mag

ens

Free

pik

/ ARTIGO

RESUMOA severa crise ocasionada pela COVID – 19 afetou de maneira significativa tanto o caixa das empresas quanto as relações contratuais estabelecidas em um cenário econômico distinto. Considerando os impactos de redução da demanda por combustíveis, tem se tornado cada vez mais frequente a utilização das cláusulas que garantem um fluxo de pagamentos mínimos entre as partes, ainda que o serviço contratado não tenha sido prestado. No entanto, tais cláusulas podem trazer efeitos nocivos ao mercado e comprometer a continuidade de algumas empresas, assim como a antecipação indevida dos efeitos contábeis e tributários relacionados a tais operações, o que sendo corrigido pode minimizar seus efeitos negativos no combalido caixa das empresas.

PALAVRAS CHAVE

CONTRATOS, EQUILÍBRIO, COMBUSTÍVEIS, COVID – 19 E TRIBUTAÇÃO

/ ARTIGO


ABSTRACTThe severe crisis caused by the COVID – 19 pandemy affected many companies’ cash flow and also the agreements signed between industry players in a completely different economic scenario. Considering the reduction of fuels demand in Brazil, the number of events that triggered the take or pay or ship or pay clauses is growing. Despite the safety granted to the service render company, this minimum payment can affect severely the contractor cash flow, the business continuity and may disbalance the market. Balancing the amounts involved in this kind of clause and treat them properly, from a tax and accounting perspective, may help the involved entities to get through the crisis.

KEYWORDS

CONTRACTS, BALANCE, FUELS, COVID – 19 AND TAXATION

/ ARTIGO


Diversas frentes têm discutido formas para mitigar o efeito da crise no caixa das empresas brasileiras, objetivando tanto preservar a atividade econômica, quanto a manutenção dos empregos e da renda dos cidadãos.

Nesse contexto, há diversos artigos que se propõe a identificar soluções que possam auxiliar nesse momento tão delicado, no sentindo de obter uma redução dos gastos de curto prazo dessas pessoas jurídicas para a melhoria de seu combalido fluxo de caixa.

Na indústria do petróleo e gás natural tal iniciativa se mostra ainda mais necessária como forma de combater o efeito seja da crise causada pelo COVID – 19, seja pela queda acentuada no consumo que também pode afetar o preço dos combustíveis diante do cenário de forte incerteza.

Assim, em diversas etapas e atividades integrantes da indústria é comum que nos contratos relacionados às atividades de transporte e armazenagem de petróleo e seus derivados, tais como combustíveis, haja a previsão de cláusula fixando um encargo de movimentação/armazenamento mínimo, denominado de ship or pay ou take or pay.

Cláusulas dessa natureza preveem um valor mínimo a ser pago pela parte contratante, independentemente da utilização integral da capacidade/serviço contratada(o). Se for contratado o volume para transporte de 100 m³ e no período de medição pactuado for utilizado efetivamente um volume inferior, será pago pela contratante o montante relacionado ao volume de 100 m³. Ou seja, há um volume cobrado pela efetiva prestação de serviço, e uma parcela residual (diferença entre o contatado e o utilizado) pago como garantia ao valor mínimo devido com base no instrumento contratual celebrado.

Tais disposições contratuais têm por objetivo assegurar um fluxo de caixa mínimo à empresa contratada como meio de manter sua infraestrutura funcionando, sua segurança e operacionalidade.

/ ARTIGO


Vale frisar que esse modelo de cláusula contratual pode possuir, ainda, disposições diferentes acerca do volume não transportado/armazenado. A depender do contrato, o contratante poderá, ou não, utilizar posteriormente a capacidade contratada e paga antecipadamente. Normalmente, estipula-se um período de 12 (doze) meses para tal utilização, restando perdido esse direito quando do vencimento do prazo. Caso não haja a previsão de um prazo para utilização futura do volume mínimo pago e não utilizado, a contratante perderá o direito a sua utilização.

Ocorre que, no cenário atual de crise por conta da pandemia causada pela COVID – 19, há uma expressiva redução no consumo dos combustíveis, gerando uma relevante redução na demanda por transporte desses produtos com destino à localidade próxima ao mercado consumidor. Como consequência, temos o efeito de uma demanda crescente pela permanência desses produtos armazenados com o contratado por período mais extenso que o normal, o que acarreta a utilização mais frequente da “garantia” trazida por tal mecanismo.

No entanto, é preciso preservar o bom funcionamento desse mercado e seus diferentes agentes econômicos. Isso porque um mercado equilibrado não funciona apenas com tomadores ou com prestadores desses serviços. A saúde financeira de ambos os lados é essencial para a manutenção do equilíbrio das relações e da atividade econômica.

Nesse sentido, as partes envolvidas devem buscar um novo equilíbrio da relação contratual considerando o cenário extremo no qual estamos inseridos. Ou seja, as partes devem discutir e reequilibrar o valor do encargo de movimentação mínima em um patamar que possibilite manter o fluxo de caixa mínimo da pessoa jurídica que disponibilizou o serviço, mas que preserve a manutenção da atividade econômica da sociedade contratante desse serviço. Em contrapartida, o prazo para utilização do volume contratado também pode ser revisto pelas partes.

Ocorre que, além dos referidos impactos acima expostos, outros aspectos também podem afetar o fluxo de caixa das entidades, tais como os tributos incidentes nessas operações. Assim, a correta análise dos fatos geradores dos diferentes tributos e o momento em que seriam devidos são fundamentais para se evitar um impacto ainda maior no caixa dessas entidades.

/ ARTIGO


Isso porque, nesse tipo de operação há uma complexa análise sobre o momento em que os serviços de transporte e armazenamento são considerados como prestados, quando, de acordo com o regime de competência, a respectiva receita será reconhecida, e, consequentemente, quando os valores recebidos integrarão o lucro auferido pela pessoa jurídica que recebe esses montantes.

Como contrapartida, o reconhecimento de determinada despesa em momento anterior ao em que seria efetivamente incorrida pode expor a entidade tomadora (contratante) desses serviços a questionamentos das autoridades fazendárias, uma vez que seus efeitos poderiam gerar, por exemplo, créditos da Contribuição ao Programa de Integração Social (“PIS”) PIS e à Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (“COFINS”), bem como sua dedução para fins de tributação sobre a renda (Imposto sobre a Renda da Pessoa Jurídica (“IRPJ”) e Contribuição sobre o Lucro Líquido (“CSLL”).

Para evitar a antecipação da tributação dessa operação, bem como os riscos relacionados a dedutibilidade indevida de determinada despesa, a análise em relação a natureza contábil desses valores sob as diferentes óticas é essencial para que todos os efeitos sejam percebidos corretamente. As regras contábeis definem o momento em que tanto receita quanto despesa devem ser reconhecidas, complementando de forma importante às análises tributárias sobre o tema.

Em relação às operações em análise, passaremos a abordar os efeitos tributários assim como as práticas contábeis que importem na diferença de tratamento entre os cenários apontados. Lembrando que nessas operações há a incidência do IRPJ, da CSLL, das contribuições sociais PIS e COFINS, bem como do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços de Comunicação e Transporte Interestadual e Intermunicipal (“ICMS”), no caso do serviço de transporte, ou do Imposto sobre Serviços (“ISS”), no caso do serviço de armazenagem.

Cabe frisar, inicialmente, que apesar dos fatos geradores serem distintos, do ponto de vista prático podem ser desencadeados a partir do mesmo evento econômico, qual seja, o momento em que o serviço em questão se considera prestado.

/ ARTIGO


No entanto, tal convergência pode não ser percebida em todas as hipóteses objeto da presente análise, como se verá a seguir.

Assim, passaremos a analisar a forma de registro contábil dos valores envolvidos nos diferentes momentos vislumbrados em tal operação, a qual resultará em diferentes impactos fiscais a depender dos detalhes envolvidos. Como dito anteriormente, vamos analisar dois cenários aplicáveis tanto à armazenagem quanto ao transporte, quais sejam:

(i) o contratante não poderá utilizar o volume pago em períodos futuros (contratos em que não existe previsão de prazo limite para utilização futura do volume mínimo contratado); ou

(ii) o contratante poderá utilizar o volume mínimo pago para serviços que serão prestados em competências futuras (contratos em que existe previsão de prazo para utilização futura do volume mínimo contratado).

No cenário descrito no item (i), os impactos contábeis e fiscais demandam uma análise mais simples. Tal afirmativa se baseia no fato de que os serviços de transporte e/ou armazenagem têm suas respectivas receitas reconhecidas no mesmo período de medição disciplinado no contrato, por exemplo, mensalmente, ainda que o volume mínimo pactuado não tenha sido alcançado. Nesse mesmo momento são emitidos os respectivos documentos fiscais e financeiros para acobertar essas duas operações.

Assim, nessa mesma competência há a ocorrência do fato gerador do ICMS (transporte), ISS (armazenagem), PIS/COFINS e IRPJ/CSLL para os serviços efetivamente prestados, e apenas de PIS/COFINS e IRPJ/CSLL em relação ao volume “disponibilizado”, no qual o serviço não foi efetivamente prestado.

Já no caso do item (ii), parte do serviço seria prestado em competências posteriores ao recebimento dos valores pelo contratado, ou seja, o contratado recebe o valor relativo ao volume mínimo contratado, porém, somente irá prestar os serviços de transporte e/ou armazenamento em competências futuras, o que demanda uma análise distinta em relação aos impactos contábeis e fiscais.

/ ARTIGO


Assim, os procedimentos relacionados às práticas contábeis e fiscais a ele vinculadas são mais complexas e devem ser segregadas em dois momentos distintos, quais sejam, o pagamento em valor superior ao serviço efetivamente prestado (quando o contratante não utiliza o volume mínimo contratado), e, por fim, a prestação efetiva do serviço ou o vencimento do prazo em que tal serviço estaria disponível.

Acerca dessa distinção, de acordo com as normas contábeis, mais especificamente do Pronunciamento Técnico CPC 472, um determinado montante deve ser reconhecido como receita na medida em que a obrigação de performance a ele atrelado ao contrato seja satisfeita.

Dessa forma, a prática contábil determina que, incialmente, o valor recebido não relacionado a serviço prestado deve ser registrado como um adiantamento recebido pela contratada, lançamento esse que terá como contrapartida um passivo relacionado ao serviço que ainda poderá ser tomado pela contratante. Nesse momento haverá apenas a movimentação de contas patrimoniais sem que seja auferida nenhuma receita (contratada) ou registrada nenhuma despesa nesse momento (contratante).

Como resultado do tratamento em questão, a parcela recebida em valor maior do que o serviço efetivamente prestado não gera, neste primeiro momento, um impacto tributário, uma vez que não há serviço prestado, e por consequência, não há receita auferida e nem lucro decorrente dessa operação.

Ocorre que diversos contribuintes oferecem os valores recebidos por conta de cláusulas dessa natureza nesse primeiro momento, antecipando o encargo tributário a ser pago, e, consequentemente, o impacto no fluxo de caixa dessas sociedades. Assim, a postergação dessa tributação para o momento correto pode trazer efeitos positivos e relevantes nesse momento de crise.

2 31. A entidade deve reconhecer receitas quando (ou à medida que) a entidade satisfizer à obrigação de performance ao transferir o bem ou o serviço (ou seja, um ativo) prometido ao cliente. O ativo é considerado transferido quando (ou à medida que) o cliente obtiver o controle desse ativo.

/ ARTIGO


Os efeitos tributários nessa operação devem ser reconhecidos e registrados a partir do momento em que a receita for reconhecida, o que ocorrerá no momento em que (i) ou o serviço for efetivamente prestado; ou (ii) quando a contratante não tiver mais direito ao transporte ou armazenagem daquele determinado volume.

Nesses momentos, serão registrados pela contratante a respectivas despesas decorrentes dessa operação, e, consequentemente, as receitas por parte da contratada. A partir desse evento, devem ser observados os aspectos tributários resultantes desses fatos geradores com base nas especificidades delimitadas pela legislação.

Diante dos fundamentos abordados na presente análise, nesse cenário de crise as partes devem buscar um maior equilíbrio das cláusulas contratuais de ship or pay ou de take or pay, adequando o montante a ser pago a nova realidade da conjuntura econômica atual como forma de manutenção da atividade econômica e do mercado.

A despeito do planejamento tributário pensado por essas empresas, a adoção das melhores práticas contábeis e tributárias pode evitar que haja uma antecipação indevida de saídas de caixa para o recolhimento dos mais diversos tributos. Nesse sentido, a revisão dos procedimentos adotados internamente em suas apurações pode trazer um efeito positivo no caixa dos contribuintes e conferir um maior fôlego financeiro para atravessar a presente crise.

/ ARTIGO


A TRANSMUTAÇÃO DAS OIL COMPANIES EM COMPANHIAS DE ENERGIA – PERSPECTIVAS NO CENÁRIO GLOBAL E O CASO BRASILEIRO

Alexandre Sales Cabral Arlota e Carlos Herculano Capeletti Cubillas

THE TRANSFORMATION OF OIL COMPANIES INTO ENERGY COMPANIES - PERSPECTIVES ON THE GLOBAL STAGE AND THE BRAZILIAN CASE

Arte

Cala

zans

Sou

za. I

mag

ens

Free

pik

e gr

atisp

ng

/ ARTIGO

RESUMOO artigo visa a abordar o fenômeno da transmutação das oil companies em companhias de energia, a partir de uma análise dos fatores estruturais que induziram a essa mudança. Para tanto, apresenta uma breve descrição das corporações engajadas na exploração do mercado de petróleo e estuda os fatores que levaram à alteração da matriz energética brasileira. Face a essa nova realidade, busca-se identificar iniciativas e empreendimentos das oil companies que evidenciem sua preocupação em fomentar a diversificação energética e medidas para a redução das emissões de carbono. Conclui-se que a transição das oil companies para o setor de energia em sentido amplo é um fenômeno que tende a se consolidar.

PALAVRAS CHAVE

TRANSIÇÃO DE ENERGIA; COMPANHIAS DE PETRÓLEO; NOVA MATRIZ ENERGÉTICA.

/ ARTIGO


ABSTRACTThis paper aims to address the phenomenon of the transmutation of oil companies into energy companies, based on the analysis of the structural factors that led to this change. It presents a brief description of the corporations engaged in the exploration of the oil market and it focuses on the factors that led to the change in the Brazilian energy matrix. In view of this new reality, the authors seek to identify initiatives by the oil companies that depict their concern to promote energy diversification and measures to reduce their carbon emissions. It is concluded that the transition from oil companies to the energy sector in a broader sense is a phenomenon that tends to consolidate.

KEYWORDS

ENERGY TRANSITION; OIL COMPANIES; NEW ENERGY MATRIX.

/ ARTIGO


1.INTRODUÇÃOAs oil companies, empresas atuantes na cadeia de exploração e produção de hidrocarbonetos, limitavam-se tradicionalmente às áreas de upstream e downstream, uma vez que a demanda global crescente por petróleo e derivados, associada à sustentação de preços via caterlização praticada pela OPEP, garantia substanciais margens de lucro.

Nas últimas décadas, contudo, tornou-se perceptível o fortalecimento de políticas que visam à transição das matrizes energéticas nacionais em direção a alternativas sustentáveis. Portanto, ainda mais decisivo que a finitude dos recursos exploratórios, são os desafios socioambientais decorrentes de uma atividade poluente e que, por tal razão, vem sofrendo pressões difusas para uma mudança estrutural.

Não é exagero dizer que as oil companies se encontram em momento paradigmático, que consiste na busca de equilíbrio entre os ganhos de curto prazo e a readequação, no médio e longo prazo, de seus investimentos a fim de garantir a essas companhias uma existência perene. Em meio a tal cenário, as oil companies tem adotado estratégias de diversificação de seus negócios, faseando sua inserção em uma economia pós-carbono. Segundo esse fenômeno, as oil companies transmutar-se-ão em companhias de energia em sentido lato – independentemente da fonte de geração.

2.MATRIZ BRASILEIRASob um prisma histórico, o setor energético brasileiro esteve vinculado à atividade estatal, encarada como vetor próprio de desenvolvimento econômico, gerando milhares de empregos e produzindo o que se via como um círculo virtuoso de riqueza.

Entretanto, o modelo de investimento direto, plasmado na construção de mega usinas hidrelétricas e nucleares seria superado: o Estado retraiu-se da sua

/ ARTIGO


posição de investidor, buscando pautar-se por um imperativo de austeridade. Em paralelo, o setor privado, despreparado e ainda inseguro, não foi capaz de preencher a lacuna estatal, levando ao descasamento progressivo entre oferta e demanda de energia, agravado pela larga dependência sazonal da matriz brasileira, o que – associado a longa estiagem – resultou no “apagão” de 2001.

Tem-se, assim, a pedra de toque para a mudança do parque energético brasileiro, com uma ampla reestruturação do setor, que passa a fomentar o investimento privado em termoelétricas e em energias renováveis.

Mais recentemente, a preferência pelo GNL revela como esse combustível se situa no meio termo entre fontes poluentes e renováveis, reputado como “combustível de transição”. Ademais, diferentemente das fontes solar e eólica, o gás natural não está sujeito a fatores ambientais para sua disponibilidade e, ao ser liquefeito, pode ser armazenado, comercializado e transportado em maior escala. No cenário brasileiro, podemos citar a necessidade de se estabilizar o sistema elétrico por meio de térmicas com despacho em regime de on e off para se contrapor ao risco hidrológico de nossa matriz e o aumento da oferta advinda da exploração do Pré-Sal como fatores adicionais para o ganho de relevância do gás natural.

Em decorrência de pressões para uma rápida migração em direção a bases sustentáveis, o investimento em fontes de energia renovável também vem se intensificando, apoiado em leilões de energia exclusivos, como o Leilão A-4 de 2019, em que foram contratados 400 MW.

Como resultado desse processo, o qual conjuga a primazia histórica da força hidráulica com a recente diversificação de fontes, atualmente 45,3% da matriz energética brasileira é proveniente de fontes renováveis, em comparação com 13,7% da média mundial e 9,7% dos países da OCDE.

Entretanto, é importante mencionar que, no Plano Decenal de Expansão de Energia, o Ministério de Minas e Energia prevê que, não obstante uma tendência para a eletrificação do País, os derivados de petróleo manter-se-ão

/ ARTIGO


como a principal fonte de energia até 2029, havendo tão somente uma redução proporcional (e não absoluta) de sua participação na matriz.

Assim, ainda que o petróleo tenha papel significativo na produção de energia, é possível perceber que o gás natural, o etanol e as fontes renováveis ganham cada vez mais expressividade. Naturalmente, esse movimento – não apenas é acompanhado – mas é, em alguma medida, induzido pelos players do setor do petróleo.

3.STAKEHOLDERSAlém dos fatores listados acima, a ação de stakeholders acaba por estimular que as oil companies diversifiquem seus negócios. Exemplo relevante foi a iniciativa da BlackRock, maior gestora de private equity do mundo, que anunciou em 2019 a redução de seu investimento em ativos de alto risco ambiental, estabelecendo a sustentabilidade como padrão para investimentos futuros.

Já o BNDES, na qualidade de maior financiador em infraestrutura do País – e a exemplo de agências multilaterais como o Banco Mundial – disponibilizou linhas de crédito especiais, com taxas de juros mais baixas, para projetos renováveis, como é o caso do “FINEM Geração de Energia”. Há, portanto, uma série de incentivos a fomentar a transição energética e que modulam o comportamento dos agentes do setor.

4.OIL COMPANIESA partir da análise crítica do mercado, as oil companies vem aproveitando oportunidades e desenhando estratégias para desenvolver-se nesse novo ambiente. Todavia, mesmo que os investimentos em renováveis tenham expressividade, a atividade central dessas companhias continua a ser o petróleo. E, ainda mais importante, são os ganhos auferidos com a exploração e a produção de petróleo que as permitem investir em outras fontes de energia, menos rentáveis.

/ ARTIGO


Como ilustração, levantamento feito pela Bloomberg indicou que as oil companies realizaram entre 2018 e 2019 mais de 140 transações para aquisição de ativos de energia renovável, com destaque para BP, Chevron, Equinor, Repsol, Shell, Saudi Arabian Oil e Total.

E é exatamente para denotar maior fluidez de sua atuação no mercado de energia e diluir a percepção de que explora fundamentalmente hidrocarbonetos que a Statoil alterou, em 2018, seu nome, passando a designar-se Equinor. Entre a ponderação de continuar a operar sob o manto de uma marca reconhecida internacionalmente, com décadas de sucesso, mas que trazia em si o vocábulo “oil”, preferiu cunhar outra semântica, que rompesse com a alusão lexiológica ao petróleo e revelasse aquilo que propõe ser uma nova identidade, aderente à economia sustentável. Não por acaso, o prefixo latino “Equi” desnuda ideia de equilíbrio, um dos sinônimos de sustentabilidade.

A recém-renomeada Equinor afirma que “produz petróleo e gás com menores emissões do que qualquer outra empresa de petróleo” e se compromete a direcionar 20% dos seus investimentos em energias renováveis. Especialmente no Brasil, a Equinor desenvolveu o complexo Apodi Solar, que conta com capacidade instalada de 162MW.

A BP, por sua vez, estabeleceu o compromisso de neutralidade em emissões até 2050, o que significa contrabalancear as 360 milhões de toneladas de carbono geradas pela companhia anualmente. Seu braço de investimentos em energia solar, a Ligthsource BP, uma das empresas com maior capacidade instalada do setor, recentemente adquiriu 1.900 MW de projetos solares em desenvolvimento no Brasil. Em paralelo, a BP associou-se à Bunge, para a atuar em biocombustíveis, com vistas a produzir anualmente 1,5 bilhão de litros de etanol e gerar 1,2 GWh de energia.

Já a Total constituiu subsidiária dedicada a energias renováveis, com 4,7GW de capacidade já em operação ou em fase de desenvolvimento. No Brasil, a Total Eren conta com 3 plantas solares em operação totalizando 140MW de

/ ARTIGO


capacidade instalada. Além disso, mais 160MW de projetos eólicos estão em desenvolvimento.

Em relação aos investimentos para a expansão do mercado de gás natural, complementares aos aportes em petróleo e em renováveis, as oil companies tem entrado como sócias de usinas termoelétricas a gás, o que, a um só tempo, assegura posição estratégica na transição da matriz e gera demanda para o gás, um subproduto da produção de petróleo, ainda que menos poluente.

Apenas no mercado brasileiro, são três os exemplos reveladores: BP – sócia do parque termelétrico da Gás Natural Açu, com 3GW; (ii) Golar Power, joint venture entre companhia norueguesa de gás e fundo de private equity – sócia da Termelétrica Porto de Sergipe, com 1,5GW e da Termelétrica Barcarena, com 600MW; e (iii) Shell – sócia da Termelétrica Marlim Azul, com 565MW.

5.CONCLUSÃONão há dúvidas que a matriz energética global vai mudar significativamente nas próximas décadas. Diante desse cenário, as oil companies já emitiram sinais claros que pretendem participar ativamente dessa transição e estão agindo para acrescentar novas fontes de energia a seus portfólios. No caso brasileiro, em específico, esses investimentos são bem-vindos para balancear a matriz atual e garantir a sua expansão, a fim de atender as necessidades cada vez maiores de energia.

/ ARTIGO


BIBLIOGRAFIAAnuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, do Gás e Biocombustíveis 2019. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Rio de Janeiro, ANP, 2019

The Oil and Gas Industry in Energy Transitions: insights from IEA analysis. International Energy Agency (IEA). Paris, IEA, 2020.

EQUINOR. About our name change: Equinor. A new name for the next chapter of our story. Disponível em: <https://tinyurl.com/tw5p3o8>. Acesso em: 23 de março de 2020.

Plano Decenal de Expansão de Energia 2029. Ministério de Minas e Energia. Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Brasília, MME/EPE, 2020.

Balanço Energético Nacional (BEN) 2019: Relatório Síntese / Ano Base 2018. Ministério de Minas e Energia. Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Brasília, MME/EPE, 2020

ABINGTON, Timothy; GIBLOM, Kelly. Shell Leads Big Oil in the Race to Invest in Clean Energy. Bloomberg, 4 de set. de 2019. Disponível em: <https://tinyurl.com/wmg6z7p>. Acesso em: 27 de março de 2020.

GOLDENBERG, José & PRADO, Luiz Tadeu Siqueira, “Reforma e Crise do Setor Elétrico no Período FHC”, Tempo Social, vol. 15, no 2, São Paulo, USP, novembro de 2003, pp. 219-235.

/ ARTIGO


https://tinyurl.com/tw5p3o8

https://tinyurl.com/wmg6z7p

https://tinyurl.com/wmg6z7p

CRISE E OPORTUNIDADES PARA A ENERGIA ELÉTRICA NO BRASILJosé Paulo Vieira e Luiz Tadêo Siqueira Prado

CRISIS AND OPPORTUNITIES FOR ELECTRICITY IN BRAZIL

Arte

Cala

zans

Sou

za. I

mag

ens

Free

pik

/ ARTIGO

RESUMOA atual crise implicará em alterações dos hábitos de consumo e redução no consumo de energia. O mundo é hoje mais integrado do que na crise de 2008 o que dificultará a recuperação econômica. Prevê-se o aumento do custo dos investimentos em energia em modo sustentável e tendência de preços mais altos para o consumidor com perda de competitividade industrial. A queda dos preços do petróleo pode prejudicar a competitividade das fontes renováveis, em quadro de escassez de fontes de eletricidade a baixo custo. Causas e efeitos da pandemia tornam imprescindível o redirecionamento da matriz energética, que não se dará pela dinâmica natural do mercado, requisitando atuação concertada de políticas públicas entre os países.

PALAVRAS-CHAVE

PANDEMIA, ENERGIA, ANTIVALOR, MATRIZ ENERGÉTICA

/ ARTIGO


ABSTRACTThe current crisis will imply changes in consumption habits and a reduction in energy consumption. The world is now more integrated than in the 2008 crisis, which will make economic recovery more difficult. It is expected to increase the cost of investments in energy in a sustainable way and the trend of higher prices for consumers with loss of industrial competitiveness. The fall in oil prices may impair the competitiveness of renewable sources, in the context of a shortage of low-cost electricity sources. Causes and effects of the pandemic make it necessary to redirect the energy matrix, which will not occur due to the natural dynamics of the market, requiring concerted action by public policies between countries.

KEY WORDS

PANDEMIC, ENERGY, ANTI-VALUE, ENERGY MATRIX

/ ARTIGO


O setor elétrico brasileiro tem sido desafiado por inúmeras crises; todavia nenhuma delas alcançou as dimensões da atual, suscitando desafios antes impensados e não avaliados no processo de planejamento do setor.

EFEITOS ESPERADOS DA PANDEMIAA retração da economia e decorrentes ampliação do desemprego e redução da renda implicam em aumento da inadimplência, especialmente nas famílias de baixa renda. Na cadeia produtiva do setor elétrico, a brusca redução da demanda de eletricidade implicará em sobras de energia contratada, pressionando o caixa das empresas distribuidoras. Dado o duplo efeito do aumento da inadimplência e da redução de faturamento, as distribuidoras serão expostas ao risco de não honrar pagamentos, afetando na sequência as empresas transmissoras e geradoras de energia.

O conjunto dos efeitos deve suscitar demandas dos empresários setoriais pleiteando o equilíbrio econômico e financeiro. Grande parte das dificuldades parece estar ligada ainda à transição do antigo sistema, no qual a garantia do abastecimento tinha grande participação do Estado, para o atual modelo, no qual essa função foi deslocada para agentes privados.

Em termos prospectivos será enfrentado um quadro de escassez de fontes de eletricidade a baixo custo. Prevê-se o aumento do custo dos investimentos em equipamentos e matérias-primas, segurança e proteção ambiental, eficiência energética além da necessidade de financiar as consequências da intermitência das novas energias renováveis. Todos esses fatores implicam em preços mais altos da eletricidade para o consumidor e perda de competitividade industrial.

Pesquisas indicam tendência de alterações dos hábitos de consumo dos brasileiros, com evidentes reflexos no consumo de energia. No mesmo sentido constata-se emergentes tendências geopolíticas de redistribuição da produção industrial e tecnológica; a cadeia de valor global hoje é mais integrada e ampla do que na crise de 2008 e isso dificultará a recuperação econômica mesmo dos

/ ARTIGO


países que superarem antes a pandemia (Roberts, 2020). Ademais, se a queda dos preços do petróleo se mantém, será fortemente prejudicada a competitividade das fontes renováveis.

DESAFIOS INTERNOSNão são inferiores, todavia, os desafios internos a serem enfrentados pelos brasileiros. A diferença entre os interesses privados, comuns e coletivos, fundamentais para a antiga engenharia jurídico-liberal, por várias vezes, mostrou-se incapaz de ocultar a proteção legal de alguns interesses em detrimento a outros. Enquanto o novo sistema normativo apresenta-se com um crescimento incessante de novas regras e matérias de regulação, ocorre o esvaziamento da função da lei, com evidentes reflexos sobre órgãos reguladores, como os ligados à energia.

Como resultado de uma economia em globalização, de um Estado obrigado a executar várias tarefas – algumas contraditórias -, e da constante diferenciação da sociedade, um novo sistema normativo vem se desenvolvendo e se consolidando diante das inúmeras exigências. Esse sistema legal “inflacionado”, ou seja, movido por inúmeras “leis de circunstâncias” e de “regulamentos de necessidade”, geralmente impostos por situações específicas e transitórias, vem levando o Estado à perda da dimensão exata de suas funções, através, tanto dos atos que disciplina, quanto das regras que edita.

Quanto mais procura disciplinar e regular o espaço, dimensões e temporalidade do sistema econômico, convertendo-se numa intrincada teia regulatória e complexa rede de micro-sistemas normativos, torna-se o Poder Executivo cada vez menos capaz de expandir seu raio de ação e de mobilizar os instrumentos de que formalmente dispõe para exigir respeito às suas ordens.

PROVIDÊNCIAS EMERGENCIAISA construção de uma solução mais ampla para o pós-crise não prescinde de soluções urgentes a problemas que já estão sendo endereçados nas discussões

/ ARTIGO


setoriais. Urge alterar a regra de repartição da renda hidráulica licitada, denominada bonificação de outorga, a qual deve ser totalmente destinada aos consumos menores do que 100kwh/mês via Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).

Os subsídios para as fontes incentivadas também geram distorção via ônus aos consumidores do mercado regulado, com benefício a consumidores empresariais. Recentes debates buscam formas de remunerar as fontes “limpas” dadas suas externalidades ambientais; deveriam evitar qualquer forma de onerar os pequenos consumidores (até 100kwh por mês).

Finalmente, há propostas que, sob a justificativa de ampliar o direito de escolha, podem ocasionar forte migração de consumidores para o denominado “mercado livre”, com prejuízos aos consumidores que permanecerem no mercado “regulado”. Os eventuais ônus das distribuidoras, seja com excesso de energia contratada e/ou com uma carteira de contratos mais caros, devem ser endereçados de modo a não prejudicar os pequenos consumidores “cativos”. O que está sendo proposto é a criação de um novo encargo a ser pago por todos os consumidores, o que só fará acentuar as distorções existentes; não basta assegurar que o Poder Executivo e a Aneel “poderão gerir eventuais impactos tarifários desse novo encargo”.

DIRETRIZES PARA UMA SOLUÇÃO ESTRUTURALO combate à presente crise, ao contrário da opção clínica pelo isolamento, requer integração de esforços sob visão estruturada e integrada. É antecipar as possíveis pressões de interesses via o estabelecimento de uma coordenação integrada sob comando dos formuladores de política pública. As discussões presentes no âmbito do Congresso Nacional e dos órgãos reguladores devem se prevalecer da oportunidade gerada pela crise para construir uma solução estável e sustentável, incluindo essencialmente:

/ ARTIGO


(a) a eletricidade no Brasil tornou-se cara em comparação com outros países medida via PPP (Power Purchase Parity, cf.IEA, 2017) situando-se como a terceira mais alta. Dada a tendência a maior encarecimento, já referida, urge retomar uma concepção de política econômica e energética que inclua o antivalor como subordinador de uma parcela da energia; sob esse conceito entende-se que a produção e o consumo da energia, em determinados setores, incluindo os pequenos consumos, gera externalidades para o conjunto da economia que superam em muito seu valor considerado apenas sob a visão setorial/empresarial;

(b) promover um redirecionamento da matriz energética, a exemplo da Agência Internacional de Energia (IEA), que destaca três tendências: a eletricidade é mais indispensável do que nunca; a energia limpa deve estar no coração dos pacotes de revitalização da economia; e a turbulência aprofunda os desafios para o desenvolvimento de novas fontes de geração a par com a redução das fontes oriundas de gás e petróleo.

(c) a competitividade relativa das fontes de energia, especialmente as renováveis, pode ser muito prejudicada se os preços da indústria petrolífera e do gás natural se mantiverem baixos. Sabe-se que, em termos planetários, os investimentos em renováveis são muito inferiores aos investimentos em upstream e downstream do conjunto das petroleiras (González, 2020), portanto conclui-se que o imprescindível redirecionamento da matriz energética não se dará pela dinâmica natural das forças de mercado, requisitando atuação concertada de políticas públicas entre os países.

Pesquisadores, cientistas e especialistas devem aprofundar os debates sobre a reintrodução de reservatórios nos empreendimentos hidráulicos, que se afigura alternativa mais eficiente de balancear e compensar a intermitência de outras fontes. Para a energia renovável é necessário levar em conta a necessidade do backup para compensar a intermitência. Tudo dependerá da articulação de ações como: sucesso nas políticas de economia de energia, baixa nos custos das energias renováveis, melhorias tecnológicas, financiamentos adequados dos investimentos, preço do gás natural. Mas estes e outros problemas vão exigir pesadas despesas de capital e estudos que vão preceder em muito as rendas ligadas a eles.

/ ARTIGO


REFERÊNCIAS GONZÁLEZ, C. Germán Meza. Controle dos preços do petróleo é crucial para viabilizar transição energética. Palestra do RCGILex, maio 1, 2020.

IEA, Residential electricity prices in selected economies, 2017, IEA, Paris https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/residential-electricity-prices-in-selected-economies-2017

ROBERTS, M., As cicatrizes econômicas pós-pandemia. Democracy Now, consultado em 7/5/2020 https://www.facebook.com/ democracynowbrasil/? pageid=300308613978149&ftentidentifier=374742239868119&padding=0

VIEIRA, J.P. Antivalor: Uma história da energia. IEE/USP, São Paulo: Paz e Terra, 2007.

/ ARTIGO


https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/residential-electricity-prices-in-selected-economies-2017

https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/residential-electricity-prices-in-selected-economies-2017

https://www.facebook.com/democracynowbrasil/?pageid=300308613978149&ftentidentifier=374742239868119&padding=0

https://www.facebook.com/democracynowbrasil/?pageid=300308613978149&ftentidentifier=374742239868119&padding=0

Divu

lgaç

ãoDi

vulg

ação

Divu

lgaç

ãoDi

vulg

ação

EDMILSON MOUTINHO DOS SANTOSProfessor Associado do Instituto de Energia e Ambiente (IEE/USP) e pesquisador do Research Center for Gas Inovation (RCGI/USP).

MARILDA ROSADO Doutora em Direito Internacional USP, professora da FDUERJ e sócia de BRGC Advogados.http://lattes.cnpq.br/8337868258095028

PAULO NEGRAIS SEABRAEngenheiro químico, com mestrado e doutorado em engenharia química pela COPPE/UFRJ. Consultor em meio ambiente e membro do Steering Committee do International Offshore Geologic CO2 Storage Workshop: [email protected]

CARLOS HERCULANO CAPELETTI CUBILLASGraduando da Faculdade de Direito da USP [email protected]

/ AUTORES


http://lattes.cnpq.br/8337868258095028



Divu

lgaç

ãoDi

vulg

ação

Divu

lgaç

ão

RENATA DE PAOLI GONTIJOBacharel em Direito pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC – RJ) e com curso de extensão na Harvard Law School (Massachusetts, EUA) em International Aspects of U.S. Income Taxation, Corporate Taxation, Update on Mergers and Acquisitions e International Law & Economics Policy. [email protected]

PEDRO DE MELLO MARTINS TEIXEIRAMestrando em Contabilidade Tributária pela FUCAPE Business School e bacharel em Direito pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e em Ciências Contábeis pela Universidade Estácio de Sá. [email protected]

JORGE PEDROSO Mestre em Direito Internacional e Integração Econômica pela Faculdade de Direito da Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ) e sócio de BRGC Advogados.

/ AUTORES




Divu

lgaç

ãoDi

vulg

ação

ALEXANDRE SALES CABRAL ARLOTADoutor e Mestre em Direito pela UERJ. Foi Professor de Direito Civil da UFRJ e de Direito Internacional da UERJ, Pesquisador-Visitante da University of Dundee/UK e da University of Oklahoma/USA, Secretário-Geral da Comissão de Direito Marítimo da OAB RJ e Editor da Revista Brasileira de Direito do Petróleo. É Membro do Instituto Brasileiro de Petróleo, da Association of International Petroleum Negotiators, do Chartered Institute of Arbitrators UK, e do Comitê de Contratos da International Chamber of Commerce. Advogado, liderou equipes em renomados escritórios e atuou em Londres/UK. [email protected]

Divu

lgaç

ão

LUIZ TADÊO SIQUEIRA PRADOEconomista USP/1967 e DEA “Economie de l’Energie” - Université Pierre-Mendès-France - Grenoble II/1979; Pesquisador associado ao Instituto de Energia e Ambiente; [email protected]

JOSÉ PAULO VIEIRAAdministrador FGV/1979; Doutor em Energia IEE/USP/2005, Professor da USCS Universidade São Caetano do Sul, [email protected]

/ AUTORES





Os textos recebidos são apreciados inicialmente pelo editor-chefe, que encaminhará para avaliação por membros do Conselho Editorial e, eventualmente, por pareceristas ad hoc. As normas de apresentação do texto para o envio do artigo são:

• O arquivo deve ser enviado em formato ‘DOC’ ou ‘DOCX’.

• A primeira página deve apresentar: a) título do trabalho; b) autoria: nome completo do(s) autor(es), formação acadêmica, filiação institucional, e-mail, telefone e endereço para correspondência.

• A segunda página deve conter: a) título em português e inglês; b) resumo em português e abstract em inglês, contendo entre 100 e 150 palavras, com indicação de 3 a 5 palavras-chave.

• Os artigos devem ter 10 mil caracteres com espaços (incluindo notas e referências bibliográficas).

PERIODICIDADE E ENVIO DE ARTIGOS

A Revista é publicada semestralmente de forma regular e ininterrupta em versão exclusivamente eletrônica. A primeira edição foi ao ar em setembro de 2018. Os artigos devem ser enviados exclusivamente para o e-mail: [email protected] nos termos descritos a seguir.

• Formatação: tamanho do papel: A4 (21 x 29,7 cm); margens superior e esquerda: 3 cm; inferior e direita: 2 cm; Fonte: Times New Roman, corpo 12; Espaçamentos: 1,5 entre linhas.

• As referências bibliográficas devem estar de acordo com as normas estabelecidas pela Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT).

• As notas, quando houver, devem ser colocadas ao final do texto (Nota de fim).

• Ilustrações e tabelas devem ser enviadas em arquivos separados.

• Ilustrações devem ser enviadas em JPG, com resolução mínima de 96 dpi.

• O encaminhamento dos textos para o Boletim implica a autorização para publicação e aceitação de eventuais edições necessárias para adequação ao formato do Boletim e ao seu padrão editorial.

DIRETRIZES PARA OS AUTORES

POLÍTICA DE TAXAS PARA PROCESSAMENTO DE ARTIGOS

A Revista não cobra taxas de leitores ou de processamento e publicação dos artigos


A Revista Energia, Ambiente e Regulação é uma publicação semestral do RCGILex, plataforma criada para aglutinar e analisar os marcos legais e regulatórios aplicados ao setor brasileiro de gás natural, bem como incentivar comentários e discussões entre os principais especialistas em gás natural no Brasil. A ferramenta RCGILex foi concebida no âmbito do Fapesp Shell Research Centre for Gas Innovation (RCGI), iniciativa que reúne mais de 300 pesquisadores dedicados a estudos sobre a utilização sustentável do gás natural, biogás e hidrogênio, além de gestão, transporte, armazenamento e uso de CO2.

Todos os responsáveis por esta Revista são pós-graduandos do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (IEE/USP), uma das instituições membro do RCGI. O IEE/USP apoia todas as iniciativas de disseminação científica do grupo que, além desta Revista e da ferramenta RCGILex, mantém um website atualizado semanalmente e uma newsletter bimestral, e organiza palestras e workshops abertos ao público sobre questões regulatórias do setor do gás e do setor energético.

UMA PUBLICAÇÃO DO RCGILEX Nº 04. MAIO/2020 COVID-19 ......Antes de tudo, há de se lembrar que...

Documents

Transcript of UMA PUBLICAÇÃO DO RCGILEX Nº 04. MAIO/2020 COVID-19 ......Antes de tudo, há de se lembrar que...